基于中压变频技术135MW机组凝结水泵节能改造

浅谈135MW机组高背压改造的可行性一、现状根据国家节能减排政策要求及赤峰市中心城区热力工程规划（2022-2022），实现热电连产集中供热，在节约能源改善环境等方面均具有十分明显的效益。

随着各项经济的发展，人名生活水平的提高，实施集中供热是非常必要的，其与分散供热相比有着显著的优点：1、热电联产在供热的同时，能产生一定的电能，提高燃料的热能利用率，提高电厂的综合效益。

2、电厂的除尘装置效率高，有脱硫除尘设备，烟囱高大，有利于烟气扩散，以高点源排放代替众多小烟囱的多源排放，可大大改善环境质量。

3、由于集中供热节省了大量的燃煤，因而相对节省了大量的燃煤、灰渣在装卸、运输、储存过程中对环境的污染及对城市交通的影响，相对的扩大了城市的交通能力。

4、实施集中供热后，减少了用水量和废水排放量，并可以对废水集中处理及循环使用，节省了大量的城市用水。

5、集中供热后，节省了大量的锅炉房占地，有利于城市的合理规划和发展。

总之，集中供热的实施，为城市的可持续发展提供了良好的环境条件和良好的城市基础设施，树立了优美的环境形象，具有良好的社会效益和一定的经济效益。

而热电联产的热经济性正体现在利用已做了功的低位热能对外供热，从而避免了冷热源损失。

热电联产就是这样通过综合用能、按质用能，使燃料化学能从质量上得到了合理的利用。

抽汽供热只是部分工质避免冷热源损失，如果全部排汽都用于供热那将大幅提高机组的效率。

二、问题：没有新建机组，怎样增加较大供热面积？随着城市规模的不断扩大，对于蒙东地区的冬季，没有供暖的房子是无法入住的，抽汽供热的机组为确保发电，抽汽量有限，对于抽汽供热的电厂已经满负荷了，无法接带更多的热用户，新增供暖机组初投资较大，审批时间又长，从而无法短期内实现供暖，继而制约着城市的发展。

三、解决问题的思路最早蒙东地区的供热采用集中供热锅炉房，后来采用小容量的背压式汽轮机组供热，随着国家产业政策“上大压小”，小供暖锅炉和200MW以下机组陆续退出供暖市场。

工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald551 林州热电机组类型介绍全厂（2×350 MW）两台机组，总装机容量为700 MW。

配备有3台50%额定容量的立式筒形凝结水泵，一套凝结水精处理、1台轴加、4台低加、1台凝补水箱和1台凝补水泵。

系统设置两套变频器，A/B变频器采用一拖二形式，分别控制A、B凝结水泵，C变频器单独控制C 凝结水泵。

凝泵设计的额定流量是423.6 m 3/h，在实际运行中降低凝泵出口压力，单台凝泵最大出力能达到600 t/h左右。

2 试验调整目的响应集团公司“大干5个月、优化运行方式、安全运行、降本增效”口号，优化运行方式降低能耗，通过对该厂1、2号机凝结水系统运行方式进行调整，降低凝结水泵电耗，使其达到集团公司同类型机组先进值。

3 影响凝结水泵电耗因素分析由于调度负荷低，1、2号机持续低负荷运行，两台凝结水泵变频运行，除氧器上水调门在40%～50%开度，节流损失大。

为了降低凝结水泵电耗可以从优化凝结水泵运行方式、降低凝结水母管压力、减少凝结水用户着手。

在降低凝结水泵出口压力时必须考虑凝结水母管压力降低对以下用户的影响。

3.1 凝结水压力降低后对轴封减温水的影响低压轴封减温水由凝结水供给，负荷在175 M W 时，凝结水泵出力低，出口母管压力0.85 M P a，低压轴封减温水调节门开度最大只有32%。

因此凝结水母管压力降低至0.85 M Pa,对轴封无影响。

3.2 当低旁投入时，凝结水压力降低对低旁减温水影响考虑低旁减温水主要是害怕机组在启动时低旁减温水压力低至0.6 M Pa，低旁联关引起再热器保护动作。

经过实际观察当凝结水母管压力与低旁前减温水压力有0.1 M Pa的压差，即使凝结水母管压力下降至0.8 M Pa,低旁减温水压力也有0.7 M Pa，因此无影响。

3.3 凝结水压力降低，对低压缸排汽温度的影响正常运行期间去凝汽器的疏水门处于关闭状态，只有少量内漏疏水去凝汽器，低压缸排汽温度一般稳定在30 ℃以下。

660MW机组凝结水泵耗电率高分析及解决措施研究摘要:某2×660MW燃煤发电公司(以下简称公司)凝结水泵变频功能未充分发挥,耗电率长期较高,导致厂用电率偏高､机组煤耗较高,本文对耗电率高的原因进行了分析,并制定解决方案,即通过凝结水泵频率调整试验降低凝结水泵出口母管压力和设备改造,最终降低了耗电率,达到了节能降耗的目的｡关键词:凝结水泵;变频;耗电率;节能降耗凝结水泵是火力发电厂重要的辅助设备之一,对于不同容量的机组､不同的运行负荷率以及不同形式的凝结水泵,其耗电率也不尽相同,一般为0.11%~0.45%｡凝结水泵的耗电量在厂用电量中占有较大的比重,而降低厂用电率是降低电厂成本､提高相对竞争力的重要手段,因此,对于凝结水泵的优化运行及节能改造是必要的｡1机组凝结水泵耗电率高的原因凝结水泵设计选型容量偏大,水泵配置不合理,未进行变频改造或变频器故障是机组凝结水泵耗电率高的原因之一｡在DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》中规定了单台机组宜配置2台容量为110%最大凝结水流量的凝结水泵,或配置3台容量为55%最大凝结水流量的凝结水泵｡随着电力工业的发展,大容量的机组也参与调峰,机组负荷率一般在70%~80%,原设计适应额定负荷的定速凝结水泵容量偏大｡变频改造后的凝结水泵受各种因素制约,不能发挥最大节能潜力也是机组凝结水泵耗电率高的原因之一｡1)给水泵密封水采用凝结水供给的限制｡多数600MW以上容量机组汽动给水泵大部分采用迷宫式密封,其密封水由凝结水泵出口凝结水供给｡不同机组对给水泵密封水参数要求也不同,规定了给水泵密封水进出水压差､密封水回水温度､密封水进水压力的限值｡受上述因素约束,一般要求凝结水压力不低于1.5MPa｡2)循环流化床锅炉冷渣器采用凝结水冷却的限制｡大多循环流化床机组,为了回收冷渣器热量,采用凝结水对冷渣器进行冷却｡冷却水由轴封加热器出口引入,进入冷渣器吸热后进入#7低压加热器出口｡大部分机组没有设置管道升压泵,为了保证冷渣器安全运行,运行中被迫控制凝结水压力｡3)凝结水泵低水压联泵定值的限制｡华电国际大多数机组凝结水泵低水压联泵定值为固定值,一般要求不低于1.2MPa,低于此值会造成备用凝结水泵联启｡4)低压旁路减压阀减温水闭锁压力的限制｡部分机组对于低压旁路减压阀减温水压力要求较高且有闭锁保护,压力低于定值(一般为1.2MPa以上),低压旁路减压阀打不开｡5)凝结水泵电动机振动的影响｡当1台135MW和1台600MW等级机组在进行变频改造后,当变频器转速降至一定转速(非最低转速)时,凝结水泵电动机发生强烈振动,限制了凝结水压力的进一步降低｡6)凝结水系统阀门节流或内漏的影响｡凝结水系统部分截止阀存在节流,部分阀门未开启(如除氧器上水副调节阀或旁路阀),导致凝结水系统阻力增大｡凝结水再循环调节阀､低负荷喷水阀存在内漏,造成部分凝结水又回到凝汽器中｡7)凝结水泵变频调节方式的影响｡有的机组凝结水泵变频调节采用手动调节方式,有的机组采用除氧器水位､锅炉给水流量､除氧器入口凝结水流量三冲量调节方式,存在着一定的调节偏差｡8)除氧器定压运行的影响｡有的机组四段抽汽供工业抽汽,为保持工业抽汽压力,除氧器维持定压运行,造成凝结水系统阻力增大｡2机组设备简介凝结水系统设两台100%容量的电动筒式凝结水泵,一运一备,其中A凝结水泵为变频调节泵,B凝结水泵为工频泵,泵型号C720Ⅲ-4,电机型号YSPKKL630-4,转速1489rpm,流量1720t/h,额定功率2200KW,额定电流250.4A｡凝结水系统分两路,主路经轴封加热器､低加进入除氧器,辅路做为杂用水用户主要有工业供汽减温水､低压轴封减温水､前置泵机械密封水､汽动给水泵排汽减温水等｡凝结水泵变频手动调节,除氧器上水调节阀投自动控制除氧器水位｡3耗电率高原因分析公司向工业用户供汽,汽源取自机组冷再,压力1MPa,供汽温度200℃,减温水来自主机凝结水｡受制于供汽温度要求,凝结水母管压力维持较高｡机组负荷高时,凝结水泵出口压力高,可以满足要求,负荷低时由于压力低,660MW机组凝结供汽温度易升高,致使出口压力不低于1.5MPa,频率最低31.8Hz,电流在59A,月度耗电率约0.21%,变频泵节电效果未能充分发挥,同时除氧器上水阀节流严重,节流损失大｡为解决该问题,充分挖掘凝结水泵变频节能空间,决定对工业供汽减温水进行改造,但在改造前通过凝结水泵频率调整试验,摸索降低出口母管压力,实现降压运行,通过两步走的方式降低了凝结水泵耗电率｡4措施一:凝结水泵频率调整试验4.1调整试验注意事项(1)机组减负荷时,逐渐降低频率,观察工业供汽温度､轴封温度参数变化,若温度升高较大,暂停降频率,待温度下降后再降低频率｡(2)机组加负荷时,注意监视除氧器上水调阀开度,及时增加凝结水泵频率,防止除氧器水位下降｡(3)加强监视工业供汽压力､流量､温度和A凝结水泵振动､轴承温度等参数变化｡4.2调整试验经过(1)3月17日,将凝结水泵出口母管压力低报警值由1.2MPa,改为1.1MPa,将压力低联启备用泵压力值由1.0MPa改为0.8MPa｡(2)3月17日16:00,在保证除氧器上水､工业供汽温度和轴封温度正常的前提下开始试验｡(3)试验方法是逐渐摸索降低频率､出口压力,观察工业供汽温度变化情况,当减温水调门全开时,若温度仍上涨,则降低供汽压力至0.9MPa,此时,温度将逐渐稳定,流量下降､温度下降后再提高压力至1MPa｡4.3调整试验总结通过摸索调整,选取330MW､300MW､260MW相同负荷下对各参数进行对比｡(1)试验过程中,凝结水泵运行正常,泵､电机各轴承温度和振动均正常,运行稳定｡(2)凝结水泵出口压力降低后,各负荷时间段均能满足凝结水杂项用户如工业供汽减温水､轴封减温水､前置泵机械密封水用水压力需求｡(3)凝结水泵出口母管压力降低后除氧器上水阀较之前开度增加,降低了其节流损失｡(4)通过降低凝结水泵出口压力运行,各负荷时间段频率明显下降,特别是低负荷节能效果更加显著｡负荷260MW时频率可降至29.0Hz,电流40.7A,出口压力1.15MPa,最大降幅达12A,耗电率由0.21%降至0.16%｡(5)现阶段除早晚高峰外长期低负荷运行,深调时间越来越长,因此低负荷时节能效果将越来越明显｡5措施二:工业供汽减温水系统改造5.1改造方案工业供汽减温水不再用凝结水,增设一台管道泵作为提供减温水,水源取自除盐水至2#,机引风机房补水门管路,接管至管道泵处,方案总投资3万元｡(1)机务改造部分｡安装一台管道泵,型号CDLF1-27,流量1m³/h,扬程150m,出口压力在1.8MPa｡(2)电气改造部分｡电机功率1.5kW,设置控制箱,具有就地､远方切换功能,控制箱有就地启停功能,配备电流表显示｡5.2改造后凝结水泵耗电率统计设备改造于10月27日完成,改造后机组低负荷时,凝结水泵频率可降至28Hz,电流38A,出口压力1MPa,电流明显下降,最大降幅达24A｡经过11月和12月两个月运行,观察耗电率较之前进一步降低至0.14%｡11月､12月凝结水泵耗电率如表1｡表16降低出口母管压力和改造后效果通过凝结水泵频率调整试验降低出口母管压力运行,耗电率由0.21%降至0.16%,降低供电煤耗0.175g/kW·h,单机月度节约费用3万元,截至10月月底累计节约50万元｡供汽减温水改造后,厂用电率进一步降低,由0.16%降至0.14%,降低煤耗0.07g/kW·h｡综合以上两者可以看出,耗电率由调整前的0.21%降至0.14%,降低供电煤耗0.245g/kW·h,2021年按2020年全年发电量46亿kW·h计算,预计节约费用约120万元,随着时间推移,经济效果将愈加显著｡7结语随着发电企业对降低生产成本的要求越来越高,降低厂用电率是其重要指标之一,本文针对降低凝结水泵厂用电率提出了解决方案,通过调整试验和设备改造,很好地降低了耗电率,创造了大量的经济效益｡参考文献:[1]高建民,郭岩,梁双印等.600MW机组凝结水泵运行状况及节能改造分析[J].电力科学与工程,2020年5月.[2]肖锋.1000MW机组凝结水泵耗电率高的原因分析与对策[J].华北电力技术,2014年2月.[3]张承慧,程金,夏东伟,等.变频调速技术的发展及其在电力系统中的应用[J].热能动力工程,2003,18(5):439-444.。

《高压电动机凝结水泵变频改造》篇一一、引言随着工业技术的不断进步和能源消耗的日益增长，企业对于节能减排、提高生产效率的需求愈发迫切。

在电力系统中，高压电动机凝结水泵作为重要的设备之一，其运行效率和能耗问题成为关注的焦点。

本文将探讨高压电动机凝结水泵变频改造的必要性、实施过程及改造后的效益，以期为相关领域的改造提供参考。

二、高压电动机凝结水泵的现状与问题当前，许多企业的高压电动机凝结水泵多采用定速驱动方式，这种方式的缺点在于无法根据实际需求调整电机转速，导致能源的浪费。

尤其是在负载变化较大的情况下，电机始终以固定速度运行，无法实现能源的有效利用。

此外，传统的驱动方式还可能带来设备维护成本高、系统稳定性差等问题。

因此，对高压电动机凝结水泵进行变频改造势在必行。

三、变频改造的实施过程1. 前期调研与方案设计：对现有高压电动机凝结水泵的运行状况进行全面调研，了解其负载特性、运行环境等。

在此基础上，制定详细的变频改造方案，包括设备选型、电路设计、控制策略等。

2. 设备选型与采购：根据改造方案，选择合适的变频器、电机等设备。

变频器的选择应考虑其与电机的匹配性、可靠性及节能效果等因素。

3. 电路改造与安装：对原有的电路进行改造，安装变频器及相关附件。

在安装过程中，需确保线路的连接正确、牢固，避免因接触不良导致设备损坏。

4. 控制策略的制定与实施：根据实际需求，制定合适的控制策略。

控制策略应考虑到系统的稳定性、响应速度以及节能效果等因素。

5. 调试与验收：完成改造后，进行系统的调试与验收。

调试过程中，需对系统的各项性能指标进行检测，确保其满足设计要求。

验收合格后，方可投入使用。

四、改造后的效益1. 节能减排：通过变频改造，高压电动机凝结水泵能够根据实际需求调整转速，从而实现能源的有效利用。

据统计，改造后设备的能耗可降低约XX%，有利于企业的节能减排。

2. 提高生产效率：变频改造后的系统响应速度更快，能够更好地适应负载变化，从而提高生产效率。

国家发展和改革委员会、国家能源局、财政部关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,财政部,国家能源局•【公布日期】2012.06.12•【文号】发改厅[2012]1662号•【施行日期】2012.06.12•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展和改革委员会、国家能源局、财政部关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知（发改厅[2012]1662号）各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（经贸委、工信委、经委）财政厅，国家电网公司、南方电网有限责任公司、华能、大塘、华电、国电、中电投、华润、神华集团公司、国家开发投资公司、中国国际工程咨询公司、中国电力工程顾问集团公司、西安热工研究院有限公司：目前，全国煤电装机约7亿千瓦，消耗煤炭占全社会消费总量的一半。

近年来，通过“上大压小”、技术进步和加强管理等措施，全国平均供电煤耗较“十一五”初期下降了10%。

另一方面，部分机组仍存在技术粗放、管理不善、能耗偏高等问题。

实施在役煤电机组综合升级改造，是能源“十二五”规划和电力“十二五”规划提出的一项重要任务，对于提高能源资源利用效率，推进电力行业加快转变发展方式，建设资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。

现将有关事项通知如下：一、原则和目标按照“市场运作、政策扶持、试点先行、有序实施”的原则，“十二五”期间，采用成熟可靠、经济适用的先进发电技术和管理办法（详见附件一），对在役煤电机组进行综合升级改造，首批启动1000万千瓦示范项目，待取得经验后，再逐渐扩大改造规模。

二、范围和重点鼓励对供电煤耗高出同类机组平均水平5克/千瓦时以上的煤电机组实施综合升级改造。

重点支持满足下列条件的机组申报国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划。

（一）单机容量大于10万千瓦、小于100万千瓦。

（二）投产运行2年以上。

凝结水泵节能优化改造摘要：随着我国推进经济结构的调整和发展方式的转变，电力体制改革逐步实行竞价上网。

这要求电力企业一方面努力降低发电耗能与成本，另一方面加大脱硫、除尘等设备投入，严格降低污染排放。

在提高上网电价竞争力的途径中，厂用电的节能见效快，适应当今环境与能源的需求，加强凝结水泵节能优化改造举足轻重。

关键词：凝结水泵；节能优化；改造引言：凝结水系统的功能是将凝汽器回收的汽轮机排汽，经凝结水泵加压，再到锅炉继续加热，作为工质循环的一个必要环节，同时在这个过程中也对凝结水进行了加热，回收了汽轮机轴封汽加热凝结水，增加了汽轮机的循环热效率。

凝结水泵作为凝结水系统最重要的辅机设备，占机组厂用电率的比率非常大。

1、凝结水泵改造前分析某厂2×600MW机组凝结水泵额定容量1618t/h，转速1490RPM，压头367mH2O。

凝泵电机为立式6000V电机，额定容量2100KW，额定电流229.06A，额定转速1490转，定速运行，为了适应机组不同负荷下的流量要求，在凝结水泵的出口主管路上装有除氧器水位主、辅调节阀来调节除氧器上水流量，此种调节方式为挡板调节，无法改变驱动泵电机功率，机组负荷360MW——600MW变化时，调节阀阀门开度在40％－80％之间变化，产生较大的节流损失。

凝结水泵进行变频改造，对节能降耗，降低厂用电率将有显著的作用。

2、凝泵改造的效果及应用2.1系统控制优化原除氧器水位控制系统，采用除氧器水位控制调门控制除氧器水位的同时，增加一路自动控制信号输出控制凝泵变频器，控制除氧器水位稳定在给定值2500mm±200mm。

在DCS上增加操作面板，当运行人员将凝泵启动且投入变频控制方式，便可以通过DCS操作面板手动调节变频器指令，系统稳定后通过操作面板可以将变频器投入自动运行。

机组负荷较高时（根据实际情况而定）运行人员将除氧器水位控制调门切至“手动”方式并全开调门，以减少节流损失，由变频器根据自动控制系统的指令自动调节除氧器水位。

基于中压变频技术的13 5MW机组凝结水泵的节能改造摘要：本文从对135MW机组凝结水泵和中压变频技术的介绍，对基于中压变频技术的135MW机组凝结水泵的节能改造设计及调试进行剖析，最后就基于中压变频技术的135MW机组凝结水泵的节能改造中需要注意的事项进行说明。

关键词：中压变频135MW机组凝结水泵节能改造1 135MW机组凝结水泵和中压变频技术说明1.1 135MW机组凝结水泵运行时存在的问题结合当前135MW机组凝结水泵的实际应用状况，笔者总结认为当前135MW机组凝结水泵在运行时还存在如下几个方面的问题：(1)135MW机组凝结水泵所采用的双速交流电动机在运行中由于调速范围比较窄，因此在调速时操作比较困难。

(2)135MW机组凝结水泵的电动机启动时，启动电流往往为额定电流的6到8倍，这样容易对电动机的定子绕组绝缘层造成损害，进而影响电动机的使用寿命。

(3)135MW机组凝结水泵运行时的阀门调节操作容易导致水位阀门执行机构的各种故障，进而严重影响凝结水泵各种功效的发挥。

(4)135MW机组凝结水泵的水位调节阀门动作迟缓，很难满足最佳的调节效果。

(5)135MW机组凝结水泵的功耗无法随机组负荷变化进行调整，浪费电能。

1.2 中压变频技术的原理中压变频的调速原理公式：n=60f (1-s) /p2 135MW机组凝结水泵的节能改造设计及调试2.1 135MW机组凝结水泵的节能改造设计说明2.1.1主回路的改造设计。

采用135MW机组凝结水泵原有的电源开关经中压变频装置、进线和出线刀闸至水泵电动机。

其中进线与出线刀闸利用旁路刀闸连接在一起，来有效控制变频事故的发生。

2.1.2保护回路的改造设计。

在不改变135MW机组凝结水泵原有保护功能的前提下，通过增加变压器保护机制来通过压板实现工、变频投入与退出考虑到工、变频方式下保护定值是不一样的，因此需要采用两套回路保护装置。

2.1.3控制回路的改造设计。

利用变频技术对给水泵电机的节能改造及综合效益分析随着节能环保意识的不断增强，对于水泵电机的节能改造越来越受到关注。

变频技术作为一种高效节能的控制手段，被广泛应用于给水泵电机的节能改造中。

本文将从变频技术的原理及应用、给水泵电机的节能改造方法、节能效益分析几个方面对给水泵电机的节能改造及综合效益进行探讨。

一、变频技术原理及应用变频技术是通过改变电机的供电频率来控制电机的转速，从而实现精确的控制和节能降耗的一种技术。

变频器作为变频技术的核心设备，通过改变输入电压的频率和幅度来调节电机的输出转速，实现能源的有效控制。

在给水泵电机的应用中，通过安装变频器控制给水泵电机的转速，可以实现流量的精确调节和节能降耗的目的。

由于水泵在工作过程中通常存在负载波动和流量变化的情况，传统的固定速率供电方式将使电机的能耗过高，浪费大量的能源。

而通过变频技术，可以根据实际需求实时调节给水泵的转速，使其在不同负载情况下达到最佳运行效果，提高系统的能效。

二、给水泵电机的节能改造方法1.安装变频器：将变频器安装在给水泵电机的供电线路上，通过改变电机的供电频率来实现对电机转速的精确控制。

2.设置参数：根据实际需求和给水泵电机的特性，对变频器进行参数设置，如最大转速、最小转速、流量曲线等。

3.控制策略选择：根据给水泵电机的实际工况，选择合适的控制策略，如恒差压控制、恒流控制等。

4.运行监测与调试：安装好变频器后，进行运行监测和调试，通过监测参数的变化来控制给水泵电机的工作状态，并进行相应的调整。

三、节能效益分析变频技术对给水泵电机的节能改造可以带来显著的节能效益和经济效益。

1.提高能效：通过变频技术控制给水泵电机的转速，可以使其在实际工况中保持最佳的能效，降低电机的无功耗和机械损耗，提高系统的效率。

2.节约能源：传统的固定速率供电方式会使给水泵电机在不同负载情况下效率低下，浪费大量的能源。

而变频技术可以根据实际需求实时调节给水泵的转速，使其在不同负载情况下达到最佳运行效果，节约能源。

探讨135MW机组给水泵及其节能改造1.引言近年来，唐湖电力分公司对生产运行期间的环境保护工作予以高度重视，前后总计投入8770万元用于对环境保护设施的建设，有效实现了环保设施的“三同时”，且达到验收标准。

本文主要对公司135MW机组给水泵及其系统节能改造进行分析。

2.135MW机组给水泵及其系统存在的主要问题2.1泵的运行效率低大量实践表明，QFS-135-2双水内冷发电机给水泵的运行效率通常为70%左右，比先进设备低大约6%-8%，大大增加了给水的耗电功率。

2.2出力不够，对机组的满负荷运行造成影响随着电网调峰幅度的不断提升，电厂在原有的电机和泵之间加设了液力耦合器，实现对电机的调速运行。

因耦合器存在着一定的滑差，导致泵余量不足的情况出现，对机组的满负荷运行造成一定影响。

2.3叶轮和导叶通流部分的匹配不合理一旦叶轮与导叶的通流部分出现匹配不合理的情况，则极易导致泵的高效点与运行工况偏离的情况出现。

为此，应通过增加叶轮直径的方式实现对泵出力的提升，且在车削原正导叶之后，需进一步增加导叶进口通流的面积，使得泵的高效工况点逐步向大流量偏移。

总之，泵效率低的一大重要原因就是通流面积大。

2.4系统复杂，阻力增加为满足锅炉正常水位的需求，原有给水系统采用的是给水调节阀系统，加装耦合器之后，泵则改为调速运行状态，通过对泵转速的调整可以满足锅炉正常水位的需要。

加上给水操作台存在着一定的压差损失，无形中增加了泵的耗电功率。

3.135MW机组给水泵及其系统的节能改造措施3.1重新设计叶轮和导叶型线结合电厂的实际运行情况，对叶轮和导叶型线予以重新设计。

具体来说，主要表现为以下几个方面：第一，在对叶轮进口进行选择的过程中，可以使用口径较小的设备，从而有效降低泵的容积损失；第二，选择较大的反导叶出口角度，使得叶轮进口的流动性更加流畅、合理；第三，需要对导叶入口的速比进行合理选择，以便减小正导叶的入口面积，从而实现对泵的工况点和运行的控制，大大提升设备的高效运行范围；第四，不需要对中段进行更换，正导叶出口可以使用半圆截面，从而实现扩散段长度和扩散损失的降低；第五，选择较大的导叶进口基圆直径，并对叶轮直径的计算范围适当拓宽，以便满足机组的实际运行需求；第六，对泵的性能参数加以选择，使其能够适应机组不同参数的运行要求。